1.4 Тектоническая

В пределах Тимашевской ступени по данным бурения и сейсмических исследований выделяются два структурных этажа: верхний, сложенный породами антропоген-нижнемелового (аптского) возраста и нижний, представленный сильно, дислоцированными (углы падения до 90°) породами триас-нижне-средне-юрского возраста, который в пределах Скифской плиты, по-существу, является промежуточным (между осадочным чехлом и палеозойским фундаментом) комплексом.

На юге Тимашевской ступени и в пределах северного борта Западно- Кубанского прогиба между нижним и верхним этажами развиты отложения верхней юры, которые отделяясь несогласиями как от ниже, так и вышележащих отложений, представляют, по-существу, самостоятельный структурный этаж.

Отложения верхнего структурного этажа обшей толщиной от 2300м на севере участка до 4630 и на юге моноклинально погружаются под углом 1-2° в юго-западном направлении в сторону Западно-Кубанского прогиба.

Моноклинальное залегание понтмеотических отложений, с которыми в настоящее время связываются основные перспективы газоносности Тимашевской ступени, осложнено бескорневыми складками уплотнения (некомпенсированного осадконакопления), которые обычно развиты в кровле II, III песчаных горизонтов понта и IV, V, VI горизонтов меотиса. Образование таких складок связывается (И.П. Жабрев, 1956 г.) с резкими изменениями толщин песчаных горизонтов и неравномерным уплотнением песков и глин. Такие бескорневые складки уплотнения в этих отложениях широко развиты так же в пределах Западно-Кубанского прогиба, с которыми, как и на Тимашевской ступени, связаны ловушки структурного типа[4].

В настоящее время в пределах Тимашевской ступени сейсмическими исследованиями выявлено в отложениях понта и меотиса более 20 складок уплотнения, значительная часть которых разбурена. Размеры складок от первых сотен метров до 6x2 км, амплитуда 10-15 м. Форма небольших складок обычно куполовидная, крупных - бранхиантиклинальная.

Основная часть складок связана с подводными палеоруслами по которым, вероятнее всего, происходил основной снос терригенного материала с севера. В последующем при быстром заполнении их, происходило неравномерное накопление глин и песков.

На участках максимального развития песков при последующем неравномерном уплотнении осадков, образовывались бескорневые складки.

С целью поисков залежей газа в меотисе в 1996 году на II поднятии, расположенном в 1,5 км севернее I поднятия (скважина № 1), была пробурена скважина № 2, подтвердившая газоносность меотического горизонта.

В этом же году юго-западнее I поднятия с целью уточнения модели ловушек в IV и V горизонтах меотиса и оценки их перспективности пробурена скважина № 3, выявившая залежь газа в V меотическом горизонте

(III поднятие).

В 1997 году на III поднятии была пробурена эксплуатационная скважина № 11, которая не внесла существенных изменений в геологическое строение и размеры залежи III поднятия, при опробовании которой в интервале перфорации 822,5-825 получен приток газа.

Структурные карты представлены на рисунках 1.1-1.2

I поднятие представляет собой брахиантиклинальную складку, простирающуюся с севера на юг. Размеры залежи I поднятия (по контуру ГВК минус 747,0 м) равны 3,25 1,25 км. Высота залежи - более 8 м.

По материалам ГИС в скважине № 1 газоводяной контакт отбивается на отметке минус 747,2 м (глубина 764,4 м). Ниже залегает глинистый пропласток и далее с глубины 764,4 м выделяется водонасыщенный пласт.

Таким образом, для подсчета запасов газа ГВК принят на отметке минус 747,0 м. По типу залежь I поднятия является массивной.

Скважиной № 2, заложенной в сводовой части II поднятия, коллекторы IV меотического горизонта вскрыты в интервале 731,4-786,4 м (абсолютные отметки минус 714, 0-минус 769,0 м) при забое 800 м.

II поднятие представляет собой небольшую брахиантиклинальную складку. Размеры залежи по контуру ГВК минус 719 м составляют 1,3 0,6 км, высота залежи - более 5 м.

По данным ГИС газоводяной контакт в скважине № 2 расположен на глубине 736,2 м (абсолютная отметка минус 718,8 м). Для подсчета запасов газа по залежи II поднятия ГВК принят на отметке минус 719,0 м. По типу залежь массивная.

Залежь III поднятия связана со складкой уплотнения в V горизонте меотиса. Она вскрыта скважинами № 3 и 11. Обе скважины пробурены в сводовой части поднятия. Размеры залежи в пределах ГВК (минус 809,0 м) равны 1,9 1,5 км, высота более 10 м. В скважине № 3 по данным ГИС коллекторы V горизонта меотиса вскрыты в интервале глубин 815,8 - 846 м (минус 798,9-минус 829 м). Верхняя часть пачки по данным ГИС в интервале 815,8 - 826 м (минус 798,-минус 809,1 м) газонасыщена. При

Рисунок 1.1 - Структурная карта по кровле продуктивных пластов-коллекторов IV горизонта меотических отложений

Рисунок 1.2 - Структурная карта по кровле продуктивных пластов-коллекторов V горизонта меотических отложений

Рис 1.3 - геологический профиль по линии 1.1.

Размещено на http://www.allbest.ru

Рис 1.4 - Геологический разрез по профилю II - II

Рис 1.5 - Геологический разрез по профилю III-IIIРазмещено на http://www.allbest.ru

Рис 1.6 - Геологический разрез по профилю IV-IV

опробовании из интервала 817 - 819 м (минус 800,1-минус 802,1 м) получен безводный приток газа дебитом 42,3 тыс.м3/сут на штуцере диаметром 4 мм.

По данным ГИС газоводяной контакт в скважине № 3 вскрыт на отметке минус 809,1 м. Данная отметка ГВК для залежи III поднятия подтверждается и по результатам бурения и комплекса ГИС в скважине № 11, где ГВК выделяется однозначно на отметке минус 809,0 м.

Для подсчета запасов газа по залежи III поднятия положение контура ГВК принято на отметке минус 809 м. По типу залежь массивная.

Таким образом, на Днепровском месторождении по результатам опробования скважин и геофизическим исследованиям выделяются три газовые залежи на I, II и III поднятиях. Залежи газа I и II поднятий - в IV горизонте меотических отложений, залежь газа III поднятия - в V горизонте меотиса.

Геологические разрезы представлены на рисунках 1.3-1.6

Принятые положения ГВК по продуктивным пластам-коллекторам меотиса приведены в таблице 1.8.

Таблица 1.8 - Абсолютные отметки начального ГВК